Актуальные проблемы налогообложения добычи нефти и газового конденсата и пути их решения в Российской Федерации

 

Федеральное государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«ФИНАНСОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ПРИ ПРАВИТЕЛЬСТВЕ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ»

(Финуниверситет)

Кафедра «Налоги и налогообложение»

КУРСОВАЯ РАБОТА

На тему

«Актуальные проблемы налогообложения добычи нефти и газового конденсата и пути их решения в Российской Федерации»

по учебной дисциплине «Налогообложение организаций»

Студентки группы Н 3-1

Ключко Я.П.

Научный руководитель

доц. Каширина М.В.

Москва 2013г.

ВВЕДЕНИЕ

Россия занимает одно из ведущих мест в мировой системе оборота энергоресурсов, активно участвует в мировой торговле ими и в международном сотрудничестве в этой сфере.

За годы реализации Энергетической стратегии России на период до 2020 года энергетический сектор показал себя одним из самых устойчиво работающих производственных комплексов российской экономики, обеспечивая основной вклад в формирование российского валового внутреннего продукта, экспортной выручки и доходной части бюджетной системы страны. Благоприятные внешнеэкономические условия также обеспечили рост финансового благосостояния нефтяных компаний и повысили их инвестиционные возможности.

Стратегической целью государственной энергетической политики в области недропользования и управления государственным фондом недр является обеспечение устойчивого, эффективного и экологически безопасного воспроизводства минерально-сырьевой базы для удовлетворения энергетических потребностей экономики страны и обеспечения экспорта энергоресурсов.

Целью курсовой работы является анализ существующей системы налогового регулирования нефтегазовой отрасли, а именно: существующих элементов налоговой нагрузки нефтегазовой отрасли в виде НДПИ и экспортных пошлин, последних изменений законодательства а также рассмотрение спорных вопросов по данной теме и путей их решения.

В связи с этим был определен ряд задач:

исследовать теоретическую базу посредством анализа имеющейся в научной литературе информации;

обобщить и агрегировать имеющиеся данные для построения заключений или практического подтверждения полученных выводов;

рассмотреть основные пути решения выявленных проблем.

В работе использованы труды российских ученых, официальные статистические данные, заключения экспертов, а также аналитическая информация консалтинговых компаний.

1. РОЛЬ НЕФТЕГАЗОВОГО СЕКТОРА В ЭКОНОМИКЕ РФ

1.1 Значение нефтегазового сектора для экономики РФ

Роль нефтегазового сектора в российской экономике продолжает оставаться чрезвычайно высокой.

В состав нефтяной промышленности России входят нефтедобывающие предприятия, нефтеперерабатывающие заводы и предприятия по транспортировке и сбыту нефти и нефтепродуктов. В отрасли действуют 28 крупных нефтеперерабатывающих заводов (мощность от 1 млн.т/год), мини-НПЗ и заводы по производству масел. Протяженность магистральных нефтепроводов составляет около 50 тыс. км и нефтепродуктопроводов - 19,3 тыс. км.

Структуру нефтяной отрасли составляют 10 крупных вертикально-интегрированных нефтяных компаний. Наиболее мощными из них являются нефтяные компании «Роснефть», «Лукойл», «Сургутнефтегаз», «Газпром нефть». Транспортировка нефти и нефтепродуктов осуществляется предприятиями акционерных компаний «Транснефть» и «Транснефтепродукт».

Газовая промышленность России включает в себя предприятия, осуществляющие геолого-разведочные работы, бурение разведочных и эксплуатационных скважин, добычу и транспортировку газа и хранение газа. Единая система газоснабжения имеет более 162 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, 215 линейных компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов в 42,1 тыс. МВт, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата, 25 объектов подземного хранения газа.

Природный и попутный нефтяной газ является в настоящее время основным источником обеспечения внутренних потребностей страны в первичных энергоресурсах. Доля нефтегазовых доходов в бюджете Российской Федерации в 2012 г. составила почти 50% при вкладе в ВВП страны около 1/3 и в экспорт - почти 2/3.

Сохранению экономической эффективности отрасли способствует последовательный рост ключевых производственных показателей. За 12 лет добыча нефти в России выросла более, чем в 1,5 раза - то есть почти на 200 млн. тонн, что соответствует добыче 4 млн. баррелей в сутки.

Все последние годы Россия стабильно находится в числе лидеров мировой добычи. Начиная с 2006 г. рост добычи нефти обеспечивался за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений в Восточной Сибири (Уватского, Толоканского, Ванкорского)

Положительно на показатели отрасли повлияла и стабилизация добычи в местах традиционного промысла - в Западной Сибири и в Европейской части страны. Учитывая высокий уровень выработанности месторождений в этих регионах, можно констатировать наличие эффекта от мер, принимаемых государством и нефтяными компаниями для повышения нефтеотдачи.

Также отмечаются позитивные тенденции в объемах бурения, которые за последние 6 лет увеличились вдвое.

По добыче газа Россия стабильно находится в числе мировых лидеров. В настоящее время объем добычи находится на уровне, достаточном для удовлетворения внутреннего спроса и обеспечения поставок на внешние рынки. Более того, достигнутый уровень развития производственной и газотранспортной инфраструктуры позволяют, в случае необходимости, плавно увеличить добычу.

Рост ключевых показателей нефтегазовой отрасли основан на раскрытии инвестиционного потенциала отраслей ТЭК.

Так, инвестиции в нефтедобычу за последние 12 лет увеличились в 7 раз, а в нефтепереработку - почти восьмикратно. За тот же период ежегодные инвестиции Газпрома в добычу газа и развитие инфраструктуры выросли в 12 раз и превысили 1,2 трлн. руб.

В результате объем и качество переработки нефти в стране демонстрирует устойчивый рост. В прошлом году в России было переработано 270 млн. т. нефти (+ 4,6% к уровню 2011 г.), что является максимальным показателем со времени распада СССР.

Таким образом, минерально-сырьевой комплекс является для России государствообразующим, а если точнее, то - государствосохраняющим. Комплекс генерирует реальную природную ренту, на которой строится бюджет страны, обеспечивает конкурентоспособность, прочное геополитическое и геостратегическое положение России в мире. Поэтому и в ближней и в отдалённой перспективе МСК в жизни и развитии России будет играть важнейшую роль

1.2 Основные виды рисков и пути их решений в нефтегазовой отрасли

На сегодняшний день Россия стоит на пороге конца эпохи легкой нефти. Уже сейчас наблюдается объективный рост затрат в нефтедобыче как на действующих, так и на новых лицензионных участках.

На действующих лицензионных участках растет удельная стоимость добычи и поставки нефти вследствие ухудшения ресурсной базы и роста регулируемых государством тарифов. В свою очередь на новых лицензионных участках выявлен еще более высокий уровень затрат вследствие более сложных горно-геологических и экономических условий.

Прогнозируется, что и в ближайшем будущем каждый баррель будет даваться нефтяным компаниям непросто. Способствовать развитию добычи нефти в стране и не допустить падения показателей сможет налоговое стимулирование.

Одним из способов помочь нефтегазовой отрасли может стать льготное обложение налогом на добычу полезных ископаемых (НДПИ). По мнению экспертов, снижение этого налога для сложных проектов не только увеличит добычу нефти в стране, но и повысит капитализацию нефтяного сектора.

Чтобы не остаться без углеводородов необходимо вести постоянный поиск новых месторождений. В России большинство неосвоенных участков находится за полярным кругом, условия ведения добычи на них сложно назвать легкими. Также пока не освоены месторождения с трудноизвлекаемой нефтью. Освоение таких участков требует значительных инвестиций. Не меньше затрат нужно на интенсификацию производства нефти на старых месторождениях.

По словам президента крупнейшей в РФ нефтяной компании - "Роснефть" <#"justify">1.ожидаемое сокращение доходов бюджета от отрасли при «старой» налоговой системе

.привлечение инвестиций для разработки новых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами

Решением данных проблем можно считать комплексный подход к реформированию действующей налоговой системы на нефтяную отрасль.

2. АНАЛИЗ МЕТОДИК СТИМУЛИРОВАНИЯ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

2.1 Особенности формирования налоговой базы и применения налоговых ставок в рамках налогообложения добычи нефти и газового конденсата по НДПИ

НДПИ был введен с 2002 года и фактически заменил три различных платежа: плату за пользование недрами, отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы и акциз на нефть и стабильный газовый конденсат.

На первый взгляд правила налогообложения несколько упростились. Однако порядок расчета и уплаты НДПИ вызывает немало вопросов и споров.

Согласно экспертному мнению Хорошего О.Д., руководителя Управления ФНС России по Челябинской области, в основном споры с налогоплательщиками бывают по порядку определения той базы, с которой исчисляется НДПИ. Суть проблемы заключается не в каких-то конкретных ошибках, а в разных подходах налоговой службы и налогоплательщиков к понятию «первый товарный продукт».. По мнению налоговых служб, первый товарный продукт - это то, что может быть реализовано налогоплательщиком, а мнение налогоплательщиков несколько иное - это то, что они непосредственно добыли.

Стоит отметить, что суды в этом вопросе поддерживают налогоплательщиков.. Арбитражные суды указывают на неверное толкование налоговым органом этого понятия. По мнению судей, первым товарным продуктом следует считать продукт, прошедший лишь первичную обработку, а готовый к реализации и прошедший несколько стадий обработки продукт не может рассматриваться в качестве объекта налогообложения НДПИ

Данное расхождение мнений охватывает и проблему, актуальную для многих нефтегазовых компаний - проблему определения налоговой базы при добыче газового конденсата. Добыча газового конденсата (иногда нефтяники называют его «белой нефтью») - ценного химического сырья, используемого для получения высококачественных видов моторного топлива, а также пластмасс, синтетических каучуков, волокон и смол, - занимает особое место в деятельности нефтяных и газовых компаний. постепенное истощение в РФ запасов сеноманских газовых залежей приводит к необходимости перехода к освоению месторождений газоконденсатного типа.

В целях выявления наиболее правильного с точки зрения законодательства и практики подхода к решению проблемы налогообложения газового конденсата, рассмотрим основные теоретические аспекты затронутого вопроса.

Во-первых, согласно действующему законодательству объектом налогообложения по НДПИ признаются полезные ископаемые, добытые из недр на территории России, а также на территориях, находящихся под ее юрисдикцией (а также арендуемых у иностранных государств или используемых на основании международного договора) и полезные ископаемые, извлеченные из отходов (потерь) добывающего производства.

Во-вторых, стоит отметить, что налоговая база в отношении следующих видов полезных ископаемых определяется как количество добытого ископаемого в натуральном выражении:

1.Нефть,

2.Попутный газ,

.Газ горючий природный,

.Газовый конденсат.

Количество добытого полезного ископаемого определяется двумя методами:

. прямым (посредством применения измерительных средств и устройств),

. косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) - применяется в случае невозможности применения прямого метода.

Из данного краткого теоретического обзора можно сделать вывод о том, что и нефть и газовый конденсат являются объектами налогообложения по НДПИ, а также их база определяется в натуральном значении.

Однако, сложность заключается в том, что газовый конденсат имеет две формы - стабильного и нестабильного газового конденсата. Именно эти понятия являются ключевыми в основе спорных вопросов.

Итак, в чем же различие между этими понятиями? Ответ кроется в технологическом процессе.

В пластовых залежах сырье находится в газообразном состоянии. Но в процессе разработки месторождений при падении пластового давления, а также в результате сепарации на промысле из добываемой газовой смеси выделяется нестабильный газовый конденсат. Для доставки газового конденсата на переработку обычным наливным транспортом его стабилизируют ректификацией или выдерживают при атмосферном давлении и повышенной температуре для удаления летучих фракций и получают стабильный конденсат.

Вплоть до 1 января 2012 г. газовый конденсат занимал особое место в системе налогообложения добычи углеводородов. Он являлся единственным видом сырья, по которому при исчислении НДПИ применялась адвалорная ставка - 17.5%. В свою очередь, стоимость извлеченного газоконденсата определялась двумя способами.

Первый - исходя из выручки от реализации добытых полезных ископаемых за вычетом расходов по доставке, таможенных пошлин и иных сборов. Во втором случае расчетная стоимость определялась налогоплательщиком самостоятельно на основании данных налогового учета.

Основная суть проблемы заключается в том, что на практике было неясно, на каком этапе технологического цикла рассчитывать стоимость газового конденсата. В действовавшей до 1 января 2006 г. редакции статьи 337 Налогового кодекса (НК) для целей налогообложения НДПИ полезным ископаемым признавался газовый конденсат, прошедший операции по сепарации, обезвоживанию, отделению легких фракций и прочих примесей. В действительности такое определение давало основания рассматривать в качестве объекта налогообложения стабильную газовую кондицию, так как именно при ее производстве происходит отделение легких углеводородов (метан, этан, бутан, пропан), а также примесей (сероводород и углекислый газ). Следуя данной логике, фискальные органы требовали начислять налог на выручку от реализации более дорогого продукта - стабильного газового конденсата. Судебная практика также подтверждала эту точку зрения.

С 2006 г. в налоговом законодательстве изменилось определение газового конденсата: им признается соответствующее полезное ископаемое, добытое из всех видов углеводородных месторождений, прошедшее стадию промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения до направления его на переработку. Чтобы исключить двусмысленность в толковании, законодатель определил в статье 337 НК, что переработкой газового конденсата является отделение гелия, сернистых и других компонентов и примесей (при их наличии), получение стабильного конденсата, широкой фракции легких углеводородов и продуктов их переработки.

Но, несмотря на изменения в статье 337 НК, налоговые органы продолжали в отдельных случаях рассматривать в качестве добытого полезного ископаемым не только нестабильный, но и стабильный газоконденсат. ФНС России некоторое время использовала в работе письмо Ростехнадзора, позиция которого заключалось в следующем: если техническим проектом разработки месторождения предусмотрена (на площади горного отвода) подготовка добываемого углеводородного сырья до стадии стабильного газового конденсата, то включаемым в исходные данные для расчета НДПИ добытым полезным ископаемым следует считать стабильный газовый конденсат. В ходе выездных налоговых проверок решения о достоверности исходных данных по конкретным месторождениям принимались по результатам рассмотрения проектной и иной разрешительной документации.

После внесения изменений в Налоговый кодекс с 2006 г. суды перестали поддерживать позицию налоговых органов. Был сделан вывод, что в силу прямого указания кодекса получение стабильного газового конденсата является переработкой добытого сырья, и он, в соответствии с пунктом 1 статьи 337, не может быть признан полезным ископаемым и объектом обложения НДПИ, несмотря на то обстоятельство, что стабилизация конденсата нередко происходит непосредственно на промысле. Таким образом, признание именно нестабильной кондиции газового конденсата в качестве подлежащего налогообложению вида добытого полезного ископаемого стало окончательной сформировавшейся практикой.

С 1 января 2012 г. налогообложение газового конденсата производится исходя из налоговой ставки 556 руб. за 1 т. На период с 1 января по 31 декабря 2013 г. включительно она увеличится до 590 руб., а с 2014 года до - до 647 руб. По сравнению с действовавшей адвалорной ставкой новые ставки должны обеспечить существенное снижение НДПИ. При приблизительной рыночной стоимости газового конденсата на уровне 15 тыс. рублей за 1 т., сумма налога, рассчитанная по ставке 17.5%, составила бы 2 625 рублей, тогда как новая налоговая ставка в размере 556 рублей составляет около 4%.

Однако, согласно п. 2 ст. 338 и п. 1 ст. 343 НК, налоговая база и сумма налога могут определяться по указанной схеме только при добыче угля, обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти, попутного и горючего природного газа. А вот газовый конденсат в этом списке отсутствует. Получается, что налогоплательщики должны рассчитывать налоговую базу по НДПИ на данное сырье «по старинке», исходя из его стоимости.

Многие нефтяные компании осуществляют добычу и реализацию газового конденсата вместе с нефтью. Технологически это возможно ввиду значительного сходства физических свойств данных видов полезных ископаемых. На практике при подобной организации технологического процесса налоговые органы требуют применения ставки НДПИ на нефть, которая значительно выше (например, за январь 2012 г. она составляла 5 105 руб. за т). Теоретически такой подход ошибочен, поскольку речь идет о реализации двух различных видов сырья, но судебная практика складывается не в пользу нефтяных компаний.

Так, в сентябре 2011 г. Президиум ВАС поставил точку в двухлетнем споре между нефтяниками и налоговыми органами. Доводы налогоплательщика о подтверждении факта добычи конденсата как отдельного ископаемого лицензиями, актами списания запасов и статистической отчетностью не убедили судей. В процессе добычи оба вещества смешивались в межпромысловой системе трубопроводов и проходили совместную промысловую подготовку и переработку. Судьи указали, что в технологических проектных документах на разработку месторождений предусмотрены добыча, совместные сбор, промысловая подготовка и переработка нестабильного газового конденсата и нефти как видов минерального сырья для получения продукции, удовлетворяющей по качеству требованиям только стандарту «Нефть» (ГОСТ Р 51858-2002). При этом в документации отсутствовало описание комплекса технологических операций по доведению извлеченного газового конденсата до надлежащего качества. На основании данных фактов был сделан вывод о том, что промысловой подготовки углеводородного сырья с целью получения газового конденсата как товарной продукции не проводилось, а значит, добытым полезным ископаемым следует считать именно нефть.

Решение ВАС касается большинства крупных нефтяных компаний России, поскольку они активно добывают конденсат и транспортирует его в смеси с нефтью. По оценке экспертов в год нефтяники извлекают от 3 до 4 млн. тонн конденсата.

Теоретически, для того чтобы пользоваться более низкой ставкой НДПИ на газовый конденсат, компаниям необходимо транспортировать его по межпромысловым трубопроводам отдельно от нефти, но с практической точи зрения это невыгодно. Можно попытаться защититься от доначислений налогов проектной документацией. Если налоговиков не устраивают геологические отчеты и данные об объемах извлеченного конденсата, представляемые в Комиссию по запасам, то можно принять стандарт качества на конденсат, утверждать по нему нормативы потерь и вести раздельный внутренний учет сырья.

2.2 Способы дифференциации НДПИ в целях повышения эффективности добычи углеводородного сырья

В. В. Путин, Председатель Правительства России, 12 апреля 2012 года подписал Распоряжение Правительства Российской Федерации №443-Р «О принятии мер по увеличению инвестиционной привлекательности Российской Федерации» (далее ? Распоряжение).

Распоряжение предусматривает специальные условия для проектов освоения морских месторождений углеводородов в границах внутренних морских вод, территориального моря и на континентальном шельфе России (далее ? шельфовые проекты), добыча по которым будет начата после 1 января 2016 года и по которым на данный момент не предусмотрены налоговые льготы и освобождения от вывозной таможенной пошлины.

Предлагается квалифицировать все шельфовые проекты с учетом сложности технологических решений, природно-климатических условий и ледовой обстановки, глубины моря, геологической сложности открытых и перспективных месторождений, удаленности от берега, наличия объектов береговой инфраструктуры и разделить их на четыре категории:

К первой категории предлагается отнести шельфовые проекты базового уровня сложности, в том числе шельфовые проекты в Азовском и Балтийском морях

Ко второй категории ? шельфовые проекты повышенного уровня сложности, в том числе шельфовые проекты в мелководной части Черного моря, в Печорском и Белом морях, в южной части Охотского моря, включая шельф острова Сахалин

К третьей категории ? шельфовые проекты высокого уровня сложности, в том числе проекты в глубоководной части Черного моря и южной части Баренцева моря

К четвертой категории ? шельфовые проекты арктического уровня сложности, в том числе проекты в Карском море, в северной части Баренцева моря и в восточной Арктике.

В отношении данных категорий проектов Правительство РФ предлагает установить специальные адвалорные ставки налога на добычу полезных ископаемых по углеводородному сырью (в процентах от цены реализации добываемых полезных ископаемых). Таким образом, ставки НДПИ составят для:

Первой категории проектов -30%

Второй категории проектов - 15%

Третьей категории проектов - 10%

Четвертой категории проектов - 5%.

В Распоряжении также говорится о возможности понижения предусмотренных ставок НДПИ и принятия мер дополнительного стимулирования разработки шельфовых проектов в случае существенного изменения конъюнктуры мирового рынка, а также при наступлении форс-мажорных обстоятельств.

По мнению экспертов, система налогообложения нефтяной отрасли в России не сбалансирована: государство взимало чрезмерно высокие налоги с деятельности в области разведки и добычи углеводородов. Для целей привлечения новых инвесторов и увеличения потока иностранного капитала в Россию Правительство предлагает рассмотреть вопрос о предоставлении гарантий неизменности ставок налогов:

По первой категории проектов ? в течение пяти лет с даты начала добычи, но не позднее 12 апреля 2022 года

По второй категории ? в течение семи лет с даты начала добычи, но не позднее 12 апреля 2032 года

По третьей категории ? в течение 10 лет с даты начала добычи, но не позднее 12 апреля 2037 года

По четвертой категории ? в течение 15 лет с даты начала добычи, но не позднее 12 апреля 2037 года..

В Западной Сибири сосредоточено более половины российских запасов газового конденсата. В 2011 г. суммарная его добыча на территории Ямало-Ненецкого автономного округа составила 11, 427 млн т, что на 10% больше, чем годом ранее. Извлечение данного сырья осуществляют 17 предприятий на 24 месторождениях. Лидирующие позиции занимают дочерние структуры ОАО «Газпром», на которые приходится 7, 424 млн т, или 65% всего произведенного в округе конденсата. Далее следуют ОАО «НОВАТЭК» (2, 811 млн т, или 24, 6%), ЗАО «Роспан Интернешнл» (678, 903 тыс. т, 5, 9%), ОАО «НК «Роснефть» (256, 439 тыс. т, 2, 2%). В 2012 г. в регионе планируется добыть 12,3 млн т газоконденсата. Прирост данного показателя связывают с разработкой Южно-Тамбейского ГКМ и строительством завода по сжижению газа.

В рамках поддержки инвестиционной программы действует ряд налоговых льгот на газовый конденсат, добытый на территории полуострова Ямал вместе с природным газом, который будет использоваться исключительно для производства СПГ.

Во-первых, установлена нулевая ставка НДПИ. Данную льготу налогоплательщики вправе применять до тех пор, пока накопленный объем добычи не достигнет 20 млн т на участке недр, и при условии, что срок разработки запасов не превысит 12 лет.

Во-вторых, ставка налога на прибыль, отчисляемого в региональный бюджет, снижена до 13,5%.

В-третьих, введена нулевая ставка по налогу на имущество, используемое для производства газового конденсата.

В связи с несовершенством технологий разработки газоконденсатных месторождений в России часть сырья безвозвратно теряется. С августа 2011 г., согласно поправкам в статье 342 Налогового кодекса, по нулевой ставке облагается газ, закачанный обратно в пласт для поддержания давления в целях извлечения газового конденсата. Данная мера направлена на стимулирование внедрения технологии сайклинг-процесса. Эта технология позволяет повысить конденсатоотдачу пластаи увеличить извлечение жидких углеводородов на 10-35%. Для применения льготы установлены ограничения: добыча газа и конденсата и обратная закачка газа должны осуществляться в пределах одного участка недр.

Безусловно, принятые льготы будут способствовать увеличению добычи газового конденсата, однако ждать существенной фискальной экономии от предложенных мер не стоит. Так, для практического применения льгот на Ямале необходим запуск завода по сжижению газа, ввод в эксплуатацию которого планируется лишь в 2016-2018 гг.

Что касается льготы, призванной стимулировать более полное извлечение конденсата, то на сегодняшний день подавляющее большинство месторождений разрабатываются без поддержания пластового давления в связи с тем, что внедрение технологии сайклинг-процесса требует больших инвестиционных затрат. Кроме того, значительные энергозатраты на компримирование, несмотря на экономию на налоге, не могут существенно улучшить экономику таких проектов, но по крайней мере делают ее разумной. Замглавы Минфина Сергей Шаталов неоднократно говорил, что для конденсата необходима отдельная формула. Минэнерго предлагало рассмотреть вопрос о сбалансированном повышении ставок на конденсат в будущем.

«Сейчас налог на добычу конденсата находится на очень низком уровне, примерно 2% от стоимость реализации продукта, - рассказывает аналитик Райффайзенбанка Андрей Полищук. - Отдельная формула приведет к увеличению налога». Таким образом, предложение Минэнерго выгоднее для газовых компаний, так как хотя бы на время НДПИ по конденсату останется на прежнем уровне.

Также Минфин против того, чтобы при расчете маржи вычитались затраты на разработку месторождений. Аналитик RMG Securities Михаил Лощинин указывает, что и здесь Министерство финансов беспокоится о бюджете: ведь с вычетом затрат уменьшается база для расчета налога, а следовательно, и сам НДПИ.

Полищук добавляет, что здесь возникает еще один спорный момент - нет определенности, кто будет проводить оценку затрат. «По каждому проекту экспертная оценка может быть абсолютно разной, в зависимости от того, кто будет ее проводить - сами компании или представители профильных ведомств», - указывает аналитик.

Именно вопрос НДПИ на сегодняшний день больше всего волнует рынок. Глава East European Gas Analysis Михаил Корчемкин считает, что принята будет, скорее, версия Минэнерго. «Президент и правительство всегда поддерживают инвестиционную программу «Газпрома», - напоминает эксперт. - Высокие на сегодняшний день нефтяные цены позволяют дать некоторые поблажки «национальному достоянию», так что инвестпрограмма не пострадает».

В «Газпроме» отказались комментировать возможные варианты формулы НДПИ. Представитель крупнейшего независимого газопроизводителя, компании «Новатэк», недоступен для комментариев.

2.3 Международный опыт стимулирования нефтегазовой отрасли

В условиях высоких цен на нефть правительства продолжают увеличивать налоги на нефтяную отрасль. Однако некоторые страны, заботящиеся о долгосрочном развитии нефтегазовой промышленности, пересматривают свое законодательство с целью стимулирования дальнейших капиталовложений в разведку и разработку углеводородных ресурсов путем создания режимов налогообложения с целью привлечения инвестиций

За 2011 год правительства различных стран внесли значительные изменения в свои налоговые режимы, которые напрямую затрагивают нефтегазовую отрасль. Об этом свидетельствуют результаты международного обзора режимов налогообложения в нефтегазовой отрасли за 2011 год.

Алексей Кондрашов, руководитель международной практики «Эрнст энд Янг» по оказанию услуг в области налогообложения компаниям нефтегазовой отрасли, отмечает: «Очевидно, что из-за высоких цен на нефть многие правительства стремятся повысить налоговую нагрузку на нефтегазовую отрасль, видя в ней простой и надежный источник бюджетных поступлений. Опасность такого упрощенного подхода к налогообложению отрасли заключается в том, что правительства не учитывают возрастающие вместе с ценой на нефть расходы компаний, которые и так несут существенное налоговое бремя. Сочетание роста налогов и затрат может затормозить деятельность компаний по разведке и разработке месторождений нефти и газа, жизненно необходимую для функционирования отрасли».

Рост налогов наблюдался в ряде стран, в том числе в Великобритании, где с 24 марта 2011 года дополнительный сбор на добычу увеличился с 20% до 32%. В результате фактический налог на прибыль от нее достиг 62% (для месторождений, не облагаемых налогом на доход от добычи нефти (petroleum revenue tax) и 81% (для месторождений, облагаемых налогом на доход от добычи нефти). Также было принято решение о повышении налога на добычу полезных ископаемых и в России, где совокупная налоговая ставка (экспортная пошлина и налог на добычу полезных ископаемых) приближается к 90%. В Казахстане ставка экспортной пошлины выросла до 40 долларов США за тонну. Другие страны также вносят изменения в режим налогообложения. В частности, в Китае повторно введены дополнительные сборы, а в Колумбии отменена льгота в связи с инвестициями в основной капитал.

На фоне обсуждения вопроса об отмене вычета на нематериальные затраты на бурение в США и решений правительства Австралии распространить налог на нефтяные ресурсы (petroleum resource rent tax) на все нефтегазовые проекты становится очевидной тенденция к повышению налоговой нагрузки на нефтегазовую отрасль.

Режимы соглашений о разделе продукции оправдали себя в качестве удобной формы контрактов в нефтегазовой отрасли. Они все еще широко используются во всем мире как странами, имеющими большой опыт в этой области (к которым относятся Азербайджан, Индонезия, Малайзия, Филиппины и Вьетнам), так и государствами с развивающейся нефтегазовой промышленностью (например, Гренландией и некоторыми африканскими странами, которые таким образом стимулируют деятельность по разведке месторождений нефти и газа). Бразилия посчитала необходимым дополнить законодательство в нефтегазовой сфере типовым контрактом о разделе продукции. Бразильское правительство прибегло к данной мере, чтобы впоследствии использовать такие контракты при проведении аукционов, предоставляющих право на разведку и разработку глубоководных подсолевых стратегических участков недр.

Многие страны ввели или в данный момент разрабатывают новые налоговые режимы с целью привлечения инвестиций в новые области. Например, в Канаде предусмотрены налоговые льготы для стимулирования разработок нефтяных песков. В российском правительстве в настоящее время прорабатывается вопрос о введении нового режима налогообложения, который в большей мере стимулировал бы разработку как старых, так и новых месторождений нефти.

Можно ожидать, что развитие добычи сланцевого газа повлечет за собой серьезные изменения в налогообложении отрасли в странах, которые сейчас ведут разведку этих ресурсов. Благодаря потенциалу месторождений сланцевого газа в нефтегазовой отрасли появятся новые игроки (в том числе Польша и Украина). Ожидается, что эти страны будут изменять режим налогообложения по мере развития отрасли.

Алексей Кондрашов приходит к заключению: «На мировой карте нефтегазовой промышленности нет ни хороших, ни плохих систем налогообложения. Решения правительства в области налогообложения зависят от многих факторов. Однако, как нам представляется, правительства, занимающие разумную позицию, учитывают долгосрочную перспективу развития: они готовы подождать, чтобы позволить инвесторам выйти на более высокие уровни добычи и разработать новые месторождения углеводородов. Такие страны переносят налоговую нагрузку на этап генерирования положительных денежных потоков».

нефть газ налоговый риск

. ОСОБЕННОСТИ ИСЧЕСЛЕНИЯ НДПИ В ТАТАРСТАНЕ И БАШКОРТАСТАНЕ

3.1 Налоговое стимулирование добычи углеводородов в По Башкортостану

ОАО "АНК "Башнефть" является седьмой по объемам добычи в России нефтегазовой компанией. В прошлом году «Башнефть» добыла рекордные для Башкирии 15,1 млн тонн нефти, производство которой в республике последние десятилетия неуклонно падало. По темпам роста добычи компания в течение трех последних лет лидировала среди российских ВИНК.Заметим, что 90% добычи нефти Башнефти приходится на территорию Башкортостана, однако месторождения компании характеризуются относительно высоким уровнем обводненности и низким дебитом скважин, что выражается в относительно высоких операционных затратах на извлечение нефти. Вследствие чего стоит отметить особую актуальность изменения порядка расчета НДПИ для месторождений с высокой степенью выработанности и для месторождений сверхвязкой нефти, а конкретно, применения понижающего коэффициента 0.7.

В целях выявления получаемой компанией выгоды, проведем исчисление суммы НДПИ за март 2013 года.

Согласно данным официального сайта компании, среднесуточная добыча «Башнефти» в I кв. 2013 года составила 42,7 тыс. т/сутки, достигнув максимального уровня за последние 17 лет. Таким образом, путем умножения на количество дней, получаем 1323,7 тысяч тонн нефти было добыто за март.

Для расчета также требуются данные по технологическим потерям. В случае «Башнефти» они составляют 0,625% валовой добычи.

В январе 2012 года организация добыла 350 тонн сырой нефти.

Химический анализ сырой нефти показал, что содержание в ней механических примесей, примесей воды, хлористых солей и попутного газа составляет 23,14 процента. Таким образом, количество добытой в январе обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти составило 269,01 т (350 т × (100% - 23,14%)).

Норматив потерь нефти, утвержденный Минэнерго России по данному участку недр, составляет 0,312 процента.

Бухгалтер рассчитал потери, возникшие при добыче сырой нефти. Они составили 0,839 т (269,01 т × 0,312%). Эти потери (0,839 т) облагаются НДПИ по ставке 0 руб.

Количество нефти, которое облагается по общей ставке (446 руб./т), составило 268,171 т (269,01 т - 0,839 т).

Коэффициент Кц за январь 2012 года равен 11,4029 (условные данные).

Степень выработанности месторождения (Св), определенная организацией самостоятельно, равна 0,7112. Следовательно, коэффициент Кв признается равным 1.

Степень выработанности запасов конкретного участка недр (Свз) превышает 0,05, а сумма запасов нефти категорий A, B, C1 и C2 по конкретному участку недр по данным государственного баланса за 2011 год составляет менее 5 000 000 тонн. Следовательно, коэффициент Кз также признается равным 1.

Сумма НДПИ, подлежащая уплате за январь 2012 года, равна:

,171 т × 446 руб./т × 11,4029 × 1 × 1 = 1 363 835 руб.

По мнению главы Оренбургской области, «Башнефть» как налогоплательщик - одна из самых порядочных компаний, которая выполняет все свои обязательства. Как рассказал А. Корсик, компания понимает свою ответственность и необходимость роста налоговых отчислений в бюджеты всех уровней. После присоединения в октябре 2012 года «Оренбургнефтепродукта» к «Башнефти» налоговые платежи предприятия в областной и муниципальные бюджеты увеличились более чем в три раза и составили по итогам прошлого года 490 млн рублей. «Здесь, в Оренбургской области, компания ведет бизнес. Здесь живут и работают наши сотрудники, более тысячи человек. И мы хотим, чтобы они жили в нормальных условиях», - сказал Александр Корсик.

В Оренбургской области «Башнефть» ведет разведку и разработку месторождений в пределах Китаямско-Благодаровского и Дачно-Репинского лицензионных участков. Как сообщил Александр Корсик, компания планирует увеличить инвестиции в нефтедобычу Оренбуржья.

Президент «Башнефти» Александр Корсик в своем выступлении предложил в качестве стимула для роста добычи заменить НДПИ, взимаемый с каждой тонны нефти, налогом на финансовый результат, а тестирование эффективности новой системы провести на месторождениях компании в Башкирии.

С его точки зрения, «Башнефти» это интересно, потому что на многих месторождениях добыча ведется уже 60-80 лет, обводненность - более 90%. То, что можно сделать для повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) с помощью современных технологий, компания, но всему есть предел. Чтобы продолжать добычу в регионе не 5-10, а много-много лет, сохранить рабочие места, необходимо переходить на принцип налогообложения прибыли. Добыча «Башнефти» в масштабах России - это немного, около 3%. Риск для доходов бюджета небольшой. Поэтому компания предлагает себя в качестве полигона для эксперимента по отработке новой налоговой системы.

Министр энергетики РФ Александр Новак поддержал инициативу и на первом этапе предложил провести тестирование новой системы в «виртуальном» режиме. «Речь идет о том, чтобы не менять действующую систему налогообложения, но при этом проверить, как будет работать новая система. Создать электронную модель, которая будет работать параллельно с существующей системой налогообложения», - сказал А.Новак. По его словам, предварительные расчеты «Башнефти» показывают, что на первом этапе применения новой системы возможно некоторое снижение налоговых поступлений, но в дальнейшем с ростом добычи доходы растут и в 10-летней перспективе меньше, чем сегодня, точно не будут. Министр добавил, что методология расчета налога может быть разработана к концу текущего года, а тестирование системы можно будет начать с первых месяцев 2014 года.

Стоит отметить, что обоснованность введения налога на добавленный доход нефтяники мотивируют более справедливым распределением налоговой нагрузки. На начальном и заключительном этапах освоения месторождений платежи с дохода получаются гораздо ниже существующих налогов, в период максимальной добычи - выше, при повышении коэффициента извлечения нефти и использовании более дорогостоящих технологий также НДД ниже, увеличивая рентабельность добычи. В итоге общий объем сборов в казну за весь период эксплуатации не меняется, но варьирование поступлений в зависимости от уровня извлечения сырья более эффективно с точки зрения управления бизнесом.

3.2 Практика налогообложения нефтегазовой отрасли Татарстана

Итоги первого полугодия 2012 года группы «Татнефти», опубликованные по системе US GAAP, разочаровали инвесторов из-за неожиданного падения чистой прибыли в первом полугодии 2012 года на 16,7% по отношению к аналогичному периоду 2011 года. Кроме того, инвесторов насторожило отсутствие прироста выручки при заработавшем ТАНЕКО. Согласно опубликованным данным, выручка крупнейшей компании Татарстана за год почти не выросла (рост на 0,1% по сравнению с соответствующим полугодием 2011 года) и составила 294,2 млрд. рублей. Тем временем, добыча нефти группой увеличилась, но тоже незначительно (всего на 0,6% по сравнению с соответствующим полугодием 2011 года) и составила 13 060 тыс. тонн. Казалось бы, все логично: роста физических объемов не происходит, цена сырой нефти тоже стоит на месте, выручка в результате тоже одинаковая. Все правильно. Если бы не одно «но» - в первом полугодии 2012 года у «Татнефти» заработал нефтеперерабатывающий комплекс «ТАНЕКО», который стал в промышленных объемах производить нефтепродукты. Ясно, что продажа нефтепродуктов, по логике вещей, гораздо более маржинальна, чем торговля сырой нефтью. Причем, согласно отчету, группой было переработано почти 3,6 млн. т сырой нефти, то есть 28% от добытого черного золота. Произведено было 3,4 млн. т нефтепродуктов.

Наличие серьезного объема более дорогих, чем сырая нефть, продуктов ее переработки должно было привести к значительному росту выручки «Татнефти», именно за счет фактора появления своей нефтепереработки. Но этого не произошло. Более того, прирост выручки от продажи нефтепродуктов оказался равен падению выручки от продажи сырой нефти, связанного с направлением 28% добытой нефти на переработку.

Что касается значительного снижения чистой прибыли, то, судя по всему, оно обусловлено эффектом, неофициально названным в честь бывшего министра финансов РФ - «ножницы Кудрина». Этот эффект возникает в результате расхождения даты фиксации абсолютной величины налогов на нефтедобывающие компании в России с датой фактического получения ими доходов от реализации сырья по текущим ценам. И действительно, средние цены на нефть по отношению к сравниваемому периоду 2011 года были почти те же. А сумма налогов, главным образом НДПИ и акцизы, выросла на 5 млрд. рублей.

Тем временем, в первом полугодии 2012 года группа «Татнефти» отразила расходы по курсовым разницам в размере 686 млн. рублей против с 4 377 млн. рублей доходов в соответствующем периоде 2011 года. Совершенно очевидно, что это связано с волатильностью обменного курса рубля к доллару США в отчетных периодах, которая в результате привела к соответствующей переоценке долгосрочных банковских займов, номинированных в американской валюте. Такое резкое снижение доходов по курсовым разницам - еще один аргумент, объясняющий падение чистой прибыли «Татнефти» в первом полугодии 2012 года.

Экспортные пошлины, уплаченные «Татнефтью» в первом полугодии 2012 года, уменьшились по сравнению с соответствующим периодом прошлого года на более внушительную величину - 10,8% и составили 86,7 млрд. рублей. Произошло это с сокращением экспорта, как мы помним, за счет 3,55 млн. т сырой нефти, отправленных не за рубеж, а на родной ТАНЕКО. Отсюда и экономия, причем серьезная - 10,5 млрд. рублей. Впрочем, она будет намного снижена из-за перенаправления сырья из высокомаржинального сектора экспортной продажи сырой нефти в низкомаржинальный сектор производства нефтепродуктов первичной переработки. А вот расходы по акцизам у «Татнефти», напротив, возросли. За первое полугодие 2012 года они увеличились на 192 млн. рублей, так же в результате роста установленных акцизных ставок. К сожалению, внушительная сумма экономии по экспортным пошлинам была также наполовину смазана возросшими расходами по НДПИ. Расходы по налогу на добычу полезных ископаемых группы выросли на 10,5% (на 4,86 млрд. рублей) и составили 51,1 млрд. рублей в связи с ростом базовой ставки налога на добычу полезных ископаемых. Парадоксально, но рост НДПИ совпал и со значительным ростом льгот по этому доходу. Что касается третьего рода льгот по НДПИ (в связи с режимом «60 - 66»), то они связаны с появлением в НК РФ «именной», татарстанской статьи: «Статья 3432. Порядок уменьшения суммы налога, исчисленной при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, на сумму налогового вычета в связи с добычей нефти на участках недр, расположенных полностью или частично в границах Республики Татарстан (Татарстан) или в границах Республики Башкортостан». Татарстану адресованы льготы по уплате НДПИ на общую сумму 37,8 млрд. рублей или 7,567 млрд. рублей в год (льгота дается на 5 лет). Введение с 1 октября 2011 года так называемого налогового режима «60 - 66» здорово ударило по татарстанским нефтяникам и нефтепереработчикам. Этот режим предусматривает снижение экспортной пошлины на нефть и увеличение пошлин на темные нефтепродукты. Цель нововведений - подстегнуть нефтяные компании к увеличению качества переработки получаемых из нефти нефтепродуктов. Для всех российских нефтяных компаний были сделаны предварительные расчеты, потери были предварительно обнаружены лишь у Башнефти, где среднекачественные мощности по переработке в 2 раза превышают мощности по добыче. Исторически, со времен Союза, башкирская нефтепереработка строилась в увязке с татарстанской добычей, но парад суверенитетов разъединил этот кластер на два региональных гиганта - Татнефть и Башнефть. По Татнефти фондовые аналитики рисовали радужные перспективы экономии (переработки нет, а на экспорт нефти снизили пошлины).

Когда началось обсуждение компенсаций для Башнефти в виде льгот по налогу на НДПИ (чтобы компенсировать большие объемы выработки темных нефтепродуктов), то по Татарстану всплыл парадоксальный факт. Да, Татнефть в прибылях, у них нет переработки (ТАНЕКО строится), но другое татарстанское предприятие ОАО «ТАИФ-НК» - в убытках, несмотря на глубину переработки в 74%. Потому что у него нет добычи. Поэтому компенсировать увеличение экспортных пошлин на темные нефтепродукты льготами по уплате НДПИ они не могут. Чтобы разрешить патовую ситуацию, руководители Татарстана и «Татнефти», в частности, неоднократно обращались с соответствующими просьбами в федеральные органы власти. При этом предлагалась следующая схема: Татнефть транслирует льготы по НДПИ на ТАИФ через поставку на «ТАИФ-НК» сырья по скорректированной цене с учетом полученной льготы. Но минфин РФ вполне логично отказывал по причине непрозрачности и ненадежности механизма трансляции.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Недостаточно справедливое и эффективное налогообложение искажает принятие рациональных экономических решений, отрицательно сказывается на конкуренции, создает риски злоупотреблений со стороны чиновников и стимулы к рентоориентированному поведению экономических агентов. В результате угнетается общая экономическая активность.

В ходе работы была прослежена трансформация налогового регулирования, изучена действующая законодательная база, выявлены ее недостатки и проблемные стороны, а также положительные и отрицательные составляющие в сравнении с зарубежными странами. Выявление общего и частного в налогообложении нефтегазовой отрасли помогло в определении влияния на ее регулирование.

Также при выполнении исследования были проведено сравнение действующих режимов и выявлены их сильные и слабые стороны, определена эффективность.

Также установлено, что проблемы налогового регулирования нефтегазовой отрасли кроются в основном в несовершенстве налогового законодательства нашей страны.

Таким образом, осуществлено выполнение поставленных задач и цели данной работы.

Список использованной литературы

1.Налоговый кодекс Российской Федерации

.Концепция долгосрочного социально-экономического развития РФ до 2020 года.

.Постановление Президиума ВАС РФ от 20 сентября 2011 года № 1850/10

.Постановления ФАС Восточно-Сибирского округа от 08.06.2001 № А33-4001/00-С3а-Ф02-1197/01-ПС-2, Западно-Сибирского округа от 31.10.2007 № Ф04-7673/2007(39942-А27-34), Ф04-7673/2007(39830-А27-34) по делу № А27-3254/2007-6, Дальневосточного округа от 05.10.2007 № Ф03-А73/07-2/3748

.Основные направления налоговой политики Российской Федерации на 2013 год и на плановый период 2014 и 2015 годов

.Доклад Министра энергетики РФ А.В. Новака на Национальном нефтегазовом форуме «Приоритеты государственной политики в российской нефтегазовой отрасли»

.Доклад Министра энергетики РФ А.В. Новака на Национальном нефтегазовом форуме «Приоритеты государственной политики в российской нефтегазовой отрасли»

8.Global Oil and Gas Guide 2011, Ernst&Young

.Ernst&Young. Gas @ Oil. ?Москва, 2012г.

10.Коварный НДПИ: стимулирование добычи с риском снижения капитализации, RBK, 01 марта 2013 г

.Альберт Бикбов, Аналитический центр "БИЗНЕС Online"

.Налог для «белой нефти»,Виктор Бородин,партнер компании«Эрнст энд Янг»,Александр Понырко,менеджер компании«Эрнст энд Янг»

.Газета.ru. (#"justify">.Российская газета/ (#"justify">.Сайт Федеральной налоговой службы. (#"justify">.Сайт Федеральной службы государственной статистики. (#"justify">.Сайт справочно-правовой системы Гарант. (#"justify">25.

Приложение 1

Рисунок 1

Рисунок 2

Приложение 2

Приложение 3

Федеральное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «ФИНАНСОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ПРИ ПРАВИТЕЛЬСТВЕ РОССИЙСКОЙ

Больше работ по теме: